【摘 要】为了查明西北下志留系龙马溪组页岩气开发潜力，基于龙马溪组钻井岩心的测试分析数据，采用数理统计及对比分析方法，分析了湘西北龙马溪组沉积特征、生烃潜力以及储层物性特征等方面。结果表明：湘西北龙马溪组沉积环境由浅水陆棚相逐渐过渡到深水陆棚相沉积，其底部岩性主要为黑色碳质泥岩，且含有大量笔石，厚度为4.8-17m；龙马溪组页岩干酪根类型以I型为主，Ro平均值大于2%，达到高热演化程度；龙马溪组储层主要发育无机孔隙与微裂缝，有机质孔隙较少。孔隙度及渗透率较差，但脆性矿物含量较高（≥50%），同时由于各种类型的微孔、微裂隙相对发育，决定了湘西北龙马溪组底部具有一定生烃潜力、较高的页岩气富集空间以及有利的人工压裂改造因素，具有一定的开发潜力。
【关键词】湘西北；龙马溪组；页岩气；开发潜力
引言
受国际石油资源紧缺、环境及能源安全的影响，页岩气、煤层气等非常规能源成为国内外能研究的热点[1]。我国四川盆地及其周缘地区具有良好的页岩气形成地质条件和资源潜力，四川盆地龙马溪组页岩气勘探已获得重大突破[2]，国内学者主要从页岩气形成的地质条件[3-5]、成藏机理与富集规律[6-9]、页岩气资源评价方法[10-11]和战略意义[12]等方面进行了研究。但与之相邻且同属于上扬子板块的湘西北地区研究程度还很低[13]。本文从以湘西北地区页岩气区块地质背景、生烃条件、储集层特征等几个方面研究，分析了湘西北页岩气勘探开发潜力。
1.区域地质概况
湘西北地区与四川盆地同属上扬子板块，从震旦纪到泥盆纪该板块主要表现为克拉通海相盆地，沉积了系列海相层系。三叠纪开始由于区域构造演化，盆地发生构造反转，发育了系列逆冲推覆构造和类前陆盆地，后再经侏罗纪和喜马拉雅运动期两期改造，形成现今以北北东或北东走向为主的褶皱和断裂体系，地形上多表现为高山峻岭[13]。
扬子地台从震旦纪开始发生大规模海浸，广泛接受沉积，总体上为干旱的缺氧环境，水体含盐度中等，沉积环境为浅海陆棚相，形成陡山坨组、灯影组。早寒武世早期整个扬子地台总体处于短暂的快速海进和缓慢海退沉积背景下，为深水陆棚环境，沉积了一套黑色泥页岩；后期沉积环境逐渐变浅，由早期深水陆棚逐渐向浅水陆棚及潮坪演化。在晚奥陶世-早志留世，海水由南向北入侵，开始多呈海湾状，海水深而不畅，沉积滞流相黑色页岩和硅质岩，即上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组海相黑色页岩，笔石大量聚集；随着海盆扩大，处于潮下-浅海陆棚环境，沉积了页岩、粉砂岩、泥灰岩等组合建造（图1）。受到加里东期雪峰山构造抬升影响，湘鄂西至北西川东方向水体逐渐加深：由浅水陆棚相逐渐过渡到深水陆棚相沉积。
2.生烃潜力
2.1龙马溪组岩性特征
龙马溪组自下至上初步可以划分出三个层段，岩性变化规律为黑色碳质泥岩、黑色碳质粉砂岩、黑色硅质泥岩-脉状层理粉砂岩-黑色泥岩、黑色碳质泥岩、脉状层理粉砂岩互层，显示出水体由深到浅再到深形成的退积-进积-退积序列，海平面总体上逐渐下降，同时伴随振荡性变化，其主要因素受控于幕式区域性构造运动。
龙马溪组底部主要岩性为黑色碳质泥岩发育，厚度区间为4.8～17m，富含黄铁矿粉末条带及笔石化石，间夹多层厚度1～8cm斑脱岩层，为典型的深水滞留缺氧盆地沉积物，相当于前人所述的深水陆棚相。
龙马溪组中部主要发育黑色粉砂质泥岩、黑色碳质粉砂岩、灰色粉砂岩，厚度为8～58m。最下部粉砂质泥岩中发育块状层理，黑色碳质粉砂岩中发育水平纹层，粉砂岩中发育脉状层理，三者组合为浊积岩段，为反粒序沉积，是多次浊积扇形成的进积型沉积序列。黑色粉砂质泥岩、黑色碳质粉砂岩发育笔石化石，但较底部笔石数量明显减少，且笔石个体加大，形态复杂，多为珊笔石或锯笔石。脉状层理粉砂岩中笔石不发育，为水动力较强环境下形成的砂泥互层沉积，早期相对平静环境已被打破，形成了相对高能水体，笔石生物生存环境受到一定程度限制，且沉积物粒度逐渐加粗，其电性特征明显区别于下伏地层，区域上广泛沉积了脉状层理粉砂岩，为浊积扇远端相沉积。
龙马溪组顶部，主要发育黑色碳质泥岩、黑色硅质泥岩、灰色泥质粉砂岩、灰黑色泥岩。该段厚度变化较大，为20～90 m，形成典型的韵律层理，组成小型鲍马序列倒置现象，向上泥质粉砂岩含量增加，韵律频率降低。在灰色粉砂岩中可见波状层理、脉状层理、槽状层理及楔状层理，笔石化石不发育，黑色泥岩中发育水平纹层、块状层理，笔石化石发育，电性资料可见整体低值区中出现多个指状高峰，为浊积扇远端相沉积。
由龙马溪组三个层段的岩性分析可知，龙马溪组底部的岩性主要为黑色碳质泥岩，厚度适中且含有大量的笔石，是良好的烃源岩，其含气性及生烃能力都强于其他层段。
2.2 龙马溪组有机碳含量
目前普遍认为要获得具有工业价值的页岩气藏，有机碳的平均含量应大于2%，随着开采技术的进步该下限值可能会降低。阿巴拉契亚Ohio页岩、密执安Antrim页岩及伊利诺斯New Albany页岩TOC最高，均高于10%。分析认为，研究区页岩含气量与TOC呈显著的正相关系，体现出TOC为研究区含气量的主控因素。研究区钻井岩心测试的平均有机碳含量分别为2.69%、2.65%、2.33%、2.48%，均属于高有机碳含量（>2%，图2），低于彭水、焦石坝区块，高于圣胡安Lewis页岩。较高的有机碳含量成为龙马溪组具有较强生烃潜力的物质基础。
2.3 龙马溪组有机质类型及成熟度
研究区龙马溪组页岩干酪根类型以I型为主，个别II型，III型很少见。由低等水生生物经腐泥化作用形成，成熟度较高；基本骨架以脂肪环为主，直链脂肪结构。富氢贫氧，H/C 高，一般大于1.45%；O/C 值小于0.05%，生气潜力大；δ13C 同位素含量一般小于-2.8%。
龙马溪组页岩所采集样品中，有机显微组分以腐泥组为主，少量壳质组及树脂体，较难找到镜质体，所测反射率主要以沥青反射率和比石反射率为主，折算为镜质体反射率（等效Ro）。龙马溪组页岩镜质体反射率Ro平均值大于2%（图3），与彭水、焦石坝区块相当，高于北美五大页岩盆地页岩，达到高热演化程度。较高的成熟度成为龙马溪组生烃潜力的不利因素。
3.龙马溪组储层物性特征
3.1储层孔裂隙特征
本区龙马溪组底部优质含气页岩的孔隙孔径以纳米级为主，按其成因类型划分为基质无机孔、有机孔、微裂缝3大类。这是因为页岩气储层中天然存在的裂隙和微、纳米级孔隙，使得页岩气体不仅以游离态形式储存和富集于裂隙等大孔隙中，还以吸附态储存和富集于微孔隙表面上；而大孔隙有利于气体的渗流，微孔则有利于气体的聚集。扫描电镜观察发现，页岩储层的储渗空间可分为岩石基质孔隙和裂缝。研究内龙马溪储层段主要发育的基质孔隙按薛冰、张金川等人提出的划分方案可划分为粒间孔、粒内孔、晶间孔、化石孔和有机质孔。
研究区样品主要发育无机孔隙与微裂缝（图4），有机质孔隙太少。多数样品中有机质零散分布，还发现黄铁矿集合体内部有机质微孔不发育，伴生微量纤维状粘土矿物。硅质颗粒等脆性矿物的存在对改善储层的渗透性具有积极的影响，虽然个别样品的孔隙呈闭合状态，但由于各种类型的微孔相对发育，尤其是微裂缝较多，样品的储渗空间整体较好。页岩气主要以游离气及吸附气为主，吸附气主要吸附在孔隙的表面上，微孔隙越发育，孔隙的比表面积越大，越利于气体的吸附；游离气主要分布于储层的微裂隙中，微裂隙越发育，页岩气的富集空间越大。因此，良好的孔裂隙系统成为湘西北页岩气富集的主要因素。
3.2储层孔隙度和渗透率特征
孔隙度及渗透率是页岩气富集及运移的主要参数，孔隙度主要决定了页岩气的储集空间大小，而渗透率决定了页岩气后期开采运移的畅通程度，渗透率越大，页岩气运移越容易，后期排采产能越高，因此，孔隙度，决定了页岩气富集的基础，而渗透率决定了后期页岩气排采的难易程度。根据研究区龙马溪组已钻井岩心分析，研究区优质含气页岩储层具有特低孔超低渗的物性特征。分别测得四口钻井岩心的孔隙度、渗透率，其中1104～1117m井段的孔隙度为1.74%，渗透率为20nd；906m～921m井段的样品2.38～2.76%，平均2.54%，渗透率2.2～3.3nd，平均渗透率为2.6nd；981～989m井段的孔隙度为0.5～2.17%，平均孔隙度为1.49%，渗透率为10～60nd，平均渗透率为30nd；2750～2766m井段的孔隙度为0.22～1.35%，平均孔隙度为仅为0.87%。较低的孔隙度以及渗透率一定程度影响了页岩气的后期开发。因此，为了得到较高的页岩气产能，需要对页岩气储层进行一定的压裂改造。
为了分析研究区龙马溪组孔隙度与埋深的关系，将测的孔隙度与深度的数据绘制成散点图（图5），通过对比发现，研究区龙马溪组底部优质含气页岩的孔隙度与深度呈正相关关系，即埋深大的地区成岩演化作用强，孔隙度低，当埋深小于1000m时，孔隙度普遍大于1.5%，因此埋深小于1000m时成为湘西北龙马溪组页岩气赋存的有利深度。
3.3 储层矿物类型
矿物类型对储层的可压裂性具有决定性作用，脆性矿物越高，越利于储层形成网络型裂缝，压裂时可使半封闭、封闭孔变成开放孔，利于后期的压裂、排采阶段。对研究区龙马溪组四口钻井岩心进行了矿物类型测试，其中脆性矿物平均含量分别为55.0%、66.9%、67.2%，、65.4%（见表1），总体脆性矿物含量高，均高于行业压裂标准（≥30%）。脆性矿物是页岩气储层可压裂的基础条件，脆性矿物越高，越利于储层的人工压裂，可形成网状的人工裂缝，且不易闭合，为后期页岩气的排采提供了运移通道，因此，当研究区孔隙度及渗透率较差的时候，高含量的脆性矿物成为页岩气可开采的有力补充。
测试样品的粘土矿物中，均含有伊/蒙（I/S）混层、伊利石（I）和绿泥石（C），其中伊利石的含量最高。伊利石和绿泥石在埋藏成岩过程中，若孔隙水保持碱性，二者可保持稳定而不发生变化。若孔隙水为酸性，则二者均不稳定，并且可以转化为高岭石。这种逆向转化是一种退变作用，常出现于表生成岩环境。成岩早期，酸性介质，温度低于80～100℃的环境中，几乎不出现绿泥石，因绿泥石是溶解的。但在泥质沉积物中时代愈老，或埋藏愈深绿泥石的含量增加。样品中伊利石和绿泥石的含量较高，不含高岭石。由于高岭石具有很强的遇水膨胀胶结的特性，会降低井的压裂效果。因此，其他条件相同的情况下，研究区生产井的压裂效果可能优于其西部的彭水、焦石坝区块。
4. 结论
通过对湘西北地区龙马溪组页岩气地质背景、生烃条件、储层物性等方面研究分析，主要取得以下结论：
（1）湘西北龙马溪组沉积环境由浅水陆棚相逐渐过渡到深水陆棚相沉积。龙马溪组底部的岩性主要为黑色碳质泥岩，且含有大量笔石，厚度为4.8～17m，是页岩气富集的主要层位，其含气性及生烃能力都强于其他层段。
（2）研究区龙马溪组页岩干酪根类型以I型为主，Ro平均值大于2%，达到高热演化程度，较高的成熟度成为龙马溪组生烃潜力的不利因素。
（3）研究区龙马溪组主要发育无机孔隙与微裂缝，有机质孔隙较少。孔隙度及渗透率较差，但硅质颗粒等脆性矿物（≥50%）的存在对改善储层的渗透性具有积极的影响，同时由于各种类型的微孔、微裂隙相对发育，成为湘西北龙马溪组页岩气富集及储层人工压裂的有利因素。
综合分析认为，湘西北地区龙马溪组底部页岩气具有一定的勘探开发潜力。
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